1、新型储能产业发展路径和投资机会目 录0101新型储能发展及政策趋势 新型储能主要国家、行业政策 发展规模情况0202商业模式及收益来源分析 新能源+储能 共享储能方案 独立储能 压缩储能0303结论及投资 结论 风险提示五部门：大幅提升电化学储能装备可靠性，加快压缩空气储能、飞轮储能装备的研制。储能装备。储能装备。大幅提升电化学储能装备的可靠性，加快压缩空气储能、飞轮储能装备的研制，研发储能电站消防安全多级保障技术和装备。研发储能电池及系统的在线检测、状态预测和预警技术及装备。一、新型储能发展及政策趋势类型类型文件名称文件名称部门部门出台时间出台时间主要内容主要内容顶层设计顶层设计关于加快推动

2、新型储能发展的指导意见国家发改委，国家能源局2021/7/2330GW 发展目标 2025、2030 规划部署、重点任务“十四五”新型储能发展实施方案国家发改委，国家能源局2022.3.21聚焦各类应用场景，关注多元化技术路线。开展不同技术路线分类试点示范。重点建设更大容量的液流电池、飞轮、压。重点建设更大容量的液流电池、飞轮、压缩空气等储能技术试点示范项目。缩空气等储能技术试点示范项目。推动火电机组抽汽蓄能等试点示范，研究开展钠离子电池、固态锂离子电池等新一代高能量密度储能技术试点示范。拓展氢（氨）储能、热（冷）储能等应用领域，开展依托可再生能源制氢（氨）的氢（氨）储能、利用废弃矿坑储能等试

3、点示范。结合系统需求推动多种储能技术联合应用，开展复合型储能试点示范。关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知国家发改委，国家能源局2022/6/7对新型储能的总体要求、独立参与、联合参与、电网调峰、辅助服务、用户侧储能、电价机制等方面提出指引，储能发展迎来新机遇。行业管理行业管理新型储能项目管理规范（暂行）能源局2021/9/24全生命周期管理；安全第一，明确权责；无歧视并网、科学调用电化学储能电站安全管理暂行办法（征求意见稿）国家能源局2021/8/24市场机制市场机制电力辅助服务管理办法国家能源局2021/12/21明确市场主体地位。增加品种，实现多重价值；建立分摊机制，扩大市

4、场规模。电力并网运行管理规定国家能源局2021/12/21储能并网协议（试行)国家能源局/国家市场监督管理总局2021/12/28价格机制价格机制关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见国家发改委2021/4/30建立灵活的价格机制，拉大峰谷价差，用户侧储能更多盈利空间；探索电网侧储能价格机制国家发展改革委关于进一步完善分时电价机制的通知国家发改委2021/7/26可再生能源可再生能源关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知国家发改委，国家能源局2021/7/29明确配置储能的比例及市场，形成更灵活的配置模式；奠定“十四五”时期源侧储能发展规模技术技术&人才人才 锂离子电

5、池行业规范条件工业和信息化部2021/12/20单体能量密度=145Wh/kg,电池组能量密度=100Wh/kg,循环寿命=5000 次、容量保持率=80%一、新型储能发展及政策趋势1.1新型储能主要国家、行业政策技术创技术创新方向新方向新型储能新型储能多元化技多元化技术术推动推动锂离子电池锂离子电池成本下降，成本下降，压缩空气、压缩空气、飞轮、飞轮、液流电池、储氢、液流电池、储氢、储储热热/储冷等储冷等示范应用示范应用集中攻关超导、超级电容、钛酸锂电池等集中攻关超导、超级电容、钛酸锂电池等新型新型储能技术储能技术研发储备钠离子、液态金属、固态锂离子研发储备钠离子、液态金属、固态锂离子电池电池

6、等新一代高能量密度等新一代高能量密度储能技术储能技术全过程安全过程安全全技术技术突破电化学储能系统安全预警、储能电站整体安全性设计等关键技突破电化学储能系统安全预警、储能电站整体安全性设计等关键技术术突破储能电池寿命快速检测和老化状态评价技术，研发梯次利用相突破储能电池寿命快速检测和老化状态评价技术，研发梯次利用相关安全技术关安全技术智慧调控智慧调控技术技术开展规模化储能系统集群智能协同控制、分布式储能系统协同聚合开展规模化储能系统集群智能协同控制、分布式储能系统协同聚合关键技术研究关键技术研究开展储能多功能复用、虚拟电厂、云储能、市场化交易等关键技术开展储能多功能复用、虚拟电厂、云储能、市场

7、化交易等关键技术研究研究新型储能规划明确提出技术创新方向。着力构建以企业为主体、市场为导向、产学研相结合的储能技术创新体系，加快推动成本下降、安全提升、效率提升，实现新型储能规模化应用。1.1新型储能主要国家、行业政策一、新型储能发展及政策趋势重点关注：(一）依托现货市场，推动新型储能市场化发展。包括4项措施：一是支持示范项目作为独立储能参与电力现货市场，获得电能量收益；二是允许示范项目容量在全省范围内租赁使用，获得容量租赁收益；三是对参与电力现货市场的示范项目按2倍标准给予容量补偿，获得容量补偿收益；四是支持参与调频、爬坡、黑启动等辅助服务，获得辅助服务收益。（二）创新思路举措，鼓励新型储能

8、规模化发展。包括3项措施：一是通过优先并网、优先消纳政策，引导新能源项目积极配置新型储能设施；二是支持新建新型储能项目转为独立储能项目，鼓励发展大型独立储能电站；三是给予优惠电价政策，促进储能多元化发展。（三）加强制度管理，促进新型储能规范化发展。一、新型储能发展及政策趋势一、新型储能发展及政策趋势1.2 发展规模情况截至2021 年底，全球已投运储能项目累计装机容量达到209.4GW，同比增长9%，抽水蓄能在中国和全世界范围的储能占比都接近90%，但是该比例在逐年下降。新型储能中电化学储能的累计装机规模最大，占比接近90%。2021年，中国压缩空气储能新增装机0.24GW，新增占比较小（2.

9、57%）。液态空气储能也处在更为早期的示范阶段。20全国储能累计装机量全国储能累计装机量20212021中国新增储能装机结构中国新增储能装机结构目 录0101新型储能发展及政策趋势 新型储能主要国家、行业政策 发展规模情况0202商业模式及收益来源分析 新能源+储能 共享储能方案 独立储能 压缩储能0303结论及投资风险提示 结论 风险提示2.1新型储能（电化学储能）商业模式演进二、商业模式及收益来源分析新能源配置储能共享储能独立储能1、增加新能源的并网成本，影响新能源收益；2、建设标准不统一，存在资产利用效率不高的问题；1、规模化建设是有利于降低成本；2、更加集

10、中参与电网调峰调频、回收弃电 等服务，提高储能使用率和收益率；3、采取租赁的方式来完成风光电站建设的配储要求。新能源新能源独有独有多个新能源共享多个新能源共享新能源与电网共享新能源与电网共享1）不再依托发电侧，电能量市场和辅助服务市场放开，明确储能的独立身份，独立调度；2）收益来源多样，容量电费+电能量市场套利+辅助服务市场套利；全电力系统共享全电力系统共享储能获取收益的主要模式在新能源弃风弃光率较高的地区，利用储能设备将因送出受限而造成的弃风弃光电量进行储存，在其余时间放电上网，提高光伏和风电的利用率。减少弃电增加电费收入南方能监局和新疆发改委针对本辖区管理范围内的储能提出不同的补贴政策；安

11、徽省合肥市和江苏省苏州市出台了地方性补贴政策。政府补贴性政策收益因电化学储能具有响应快速的特点，能与火电机组较好地互补。在火电厂加装电化学储能可以大幅提升综合调节性能指标，加快储能投资成本的回收时间。参与辅助服务获得补偿政府补贴性政策收益参与辅助服务获得补偿减少弃电增加电费收入参与市场获得峰谷价差用户侧储能主要依靠峰谷、峰平价差进行套利。目前在北京、江苏、广东等地具备一定盈利空间。参与市场获得峰谷价差二、商业模式及收益来源分析2.1新型储能（电化学储能）商业模式演进二、商业模式及收益来源分析传统储能共享储能2.2新能源配置储能二、商业模式及收益来源分析新疆西藏青海甘肃内蒙古宁夏四川云南海南广西

12、贵州重庆陕西山西黑龙江吉林辽宁河北山东河南湖北湖南广东江西福建安徽江苏浙江香港台湾澳门上海天津钓鱼岛北京南海诸岛尚未发布相关文件的省份发布文件并公布地方补贴政策的的省份发布文件提出新能源配置储能的省份序号序号省份省份比例比例1青海10%，2h2甘肃5%-10%，2h3新疆25%，4h4内蒙15%，2h/4h5宁夏10%，2h6山东10%，2h7辽宁15%，光3h/风4h8河北10%-15%，3h9山西部分地区10%10天津光15%/风20%11陕西部分地区10%，2h12河南10%-20%，2h13湖北10%，2h14安徽5%，2h15江苏8%-10%，2h16浙江10%-20%，2h17江西

13、10%，1h18湖南光5%/风15%，2h19广西光15%/风20%，2h20海南10%截止2022年6月，21省市明确提出储能补贴二、商业模式及收益来源分析新能源配置储能在增加初始投资的同时，可以提高新能源消纳，减少弃光、弃风率。以南方五省为例，分析配置储能对光伏项目的影响。以100MWp光伏项目为例，分析结果如下：广东广东广西广西云南云南贵州贵州海南海南储能配置10%，2h15%，2h10%，2h10%，2h10%，2h静态投资（元/W）4.44.64.44.44.4平均首年等效利用小时1042.63973.841300.29836.511223.042021年弃光率000.20.40燃煤

14、发电基准价0.4530.42070.33580.35150.4298LCOE（7%）0.4560.4960.3580.5560.386LCOE（7%）不配储能0.4220.440.330.5130.356LCOE增加0.0340.0560.0280.0430.032.2新能源配置储能二、商业模式及收益来源分析广东广东广西广西云南云南贵州贵州海南海南储能配置10%，2h20%，2h10%，2h10%，2h10%，2h静态投资（元/W）6.97.36.96.96.9年等效利用小时17412319.72648.71833.31672.32021年弃风率000.10.50燃煤发电基准价0.4530.4

15、2070.33580.35150.4298LCOE（7%）0.4150.3280.2730.3940.432LCOE（7%）不配储能0.3930.2950.2580.3730.409LCOE增加0.0220.0330.0150.0210.023以南方五省为例，分析配置储能对陆上风电项目的影响，以100MWp风电项目为例，分析结果如下：2.2新能源配置储能2.3共享储能二、商业模式及收益来源分析省份省份收益来源收益来源说明说明青海（市场化）双边市场化调峰辅助服务交易共享储能电站与新能源场站通过双边协商或辅助服务交易平台开展调峰辅助服务交易电网调峰补偿市场交易后剩余容量可参与电网调峰，获得电网调峰

16、服务补偿，价格为0.5元/kWh湖南（非市场化）容量租赁租赁可视同可再生能源储能配额，年租赁费市场价格约为450-600元/kW电网调峰补偿深度调峰储能电站按充电电量报价，报价上限为500元/MWh2021年7月，国家发改委、国家能源局发布了关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知，提出鼓励可再生能源发电企业以自建、租赁、购买的形式满足储能配额要求。在容量租赁+调峰补偿的商业模式下，部分省份已建成投运共享储能电站，以青海、湖南共享储能商业模式较为典型。共享储能的运营模式青海省电力辅助服务市场运营规则(试行)（2020.12）共享储能电站准入条件：发电企业、用户计量出口外并

17、网或直接接入电网侧的储能电站，满足电力调度机构监控、记录其实时充放电状态要求，具备作为独立主体参与市场交易资质 充电功率在10MW及以上、持续充电时间在2小时及以上。具备自动发电控制（AGC）功能，能够可靠接收和执行调度机构AGC系统实时下达的充放电指令，其调节速率、调节范围、响应时间和调节精度等性能指标应满足相关要求。青海省电力公司基于区块链技术的辅助服务市场化运营平台共享储能调峰：双边协商交易由储能电站有风电场、太阳能电站开展协商确定调峰交易时段、电价和交易电力、电量，并通过调度机安全校核后执行的交易。主要适用于年度和月度中长期辅助服务交易。市场竞价交易由储能电站与风电场、太阳能电站根据市

18、场需求通过向辅助服务交易平台提交包含交易时段、交易电力、交易电量、交易价格等内容的交易意向，调度机构进行安全校核后执行的出清交易。主要适用短期辅助服务交易。目前已并网的共享储能项目，其电网调用调峰价格为0.5元/千瓦时；共享储能调峰服务费用按月结算，由太阳能发电、风电共同分摊。储能调峰结算费用=双边结算费用+单边结算费用。2.3共享储能青海共享储能二、商业模式及收益来源分析纯市场化纯市场化湖南新能源侧储能租赁模式背景：湖南新能源装机量迅速增长；储能初始投资成本偏高；辅助服务市场限价0.2元/千瓦时，且峰谷价差较小，进而导致盈利空间严重不足；新能源侧储能租赁国网湖南综合能源有限公司租赁10年储能

19、企业储能核心设备储能电站建设新能源开发商出租使用功能实现电量消纳运维检修固定租金，固定租金，非市场化非市场化2.4独立储能具备独立计量、控制等技术条件，接入调度自动化系统可被电网监控和调度，符合相关标准规范和电力市场运营机构等有关方面要求，具有法人资格的新型储能项目，可转为独立储能，作为独立主体参与电力市场。（南方区域：容量为10MW/1 小时及以上，直控型负荷，容量不小于30MW，最大调节能力不小于10MW）二、商业模式及收益来源分析独立储能应用场景大规模新能源地区调峰电网调峰各类辅助服务市场虚拟电厂直控从定价机制划分，调峰补偿分为固定补偿和市场化补偿两种。我国早期主要对辅助服务进行固定补偿

20、，2015年至今开启对辅助服务市场化的探索。市场化调峰流程主要为：服务提供方在日前申报调峰价格和电量，调度机构以服务成本最小为原则进行排序，形成出清价格（即最后一名中标者申报的价格），所有中标者均以出清价格结算。调峰当日，服务提供方执行调度指令并最终获得补偿。二、商业模式及收益来源分析2.4独立储能模式模式代表地区代表地区/市场市场文件文件调度模式调度模式补偿公式补偿公式固定补偿模固定补偿模式式南网区域南方区域电网新型储能并网细则及辅助服务管理实施细则（征求意见稿）电力调度机构按照公平、公正、公开原则，结合系统调峰需要，下达调度计划或指令要求独立储能电站进入充电状态时，对其充电电量进行补偿。充

21、电电量*24*补偿标准R5 注：R5为常数，各省不同调峰竞价模调峰竞价模式式华北调峰市场第三方独立主体参与华北电力调峰辅助服务市场规则调度机构根据市场运营规则，按照报价从低到高的原则调用第三方独立主体和火电机组，直至满足出清时段调峰需求，完成华北市场边际出清。市场出清结果作为充（用）电功率计划下发第三方独立主体。调峰电量*市场出清价格购电竞价模购电竞价模式式华中省间调峰市场新型市场主体参与华中电力调峰辅助服务市场规则（试行）卖方主体申报的省间调峰辅助服务价格从高到低排序，直至满足该时段的调峰需求，形成边际出清价格及中标电力调峰电量*（服务卖出省省级电网企业代理购电价格-市场出清价-输电价格）新

22、型储能调峰定价模式新型储能调峰定价模式调频补偿主要分为里程补偿和容量补偿，各地补偿标准差异较大。从价格机制看，调频市场化程度总体上低于调峰，部分区域未设立调频市场，且未明确储能的市场主体地位。在明确储能可参加调频的区域/市场中，调频主要补偿包括里程补偿和容量补偿两种，部分地区还有现货补偿等其他形式，其中里程补偿主要依据调频里程计算，容量补偿主要依据调用容量计算。各地的补偿标准差异较大，且补偿的计算方式也存在差异。各地新型储能调频规定各地新型储能调频规定二、商业模式及收益来源分析2.4独立储能区域区域/市场市场文件文件准入门槛准入门槛AGC里程里程/电量补偿电量补偿（元（元/MW）AGC容量补偿

23、（元容量补偿（元/MW）江苏调频市场江苏调频市场江苏电力辅助服务（调频）市场交易规则（试行）充电/放电功率 10 MW以上、时长2h以上0.1-1.22福建调频市场福建调频市场福建省电力调频辅助服务市场交易规则（试行）（2022年修订版）充电/放电功率 10 MW以上、时长1h以上0-12960山东调频市场山东调频市场山东电力辅助服务市场运营规则（试行）（2021年修订版）（征求意见稿）充电功率5MW以上、时长2h以上0-8甘肃调频市场甘肃调频市场甘肃省电力辅助服务市场运营暂行规则充电功率10MW以上、时长4h以上0-12安徽调频市场安徽调频市场安徽电力调频辅助服务市场运营规则（征求意见稿）充

24、/放电功率10MW以上、时长2h以上0-6240广东广东南方区域电网新型储能并网细则及辅助服务管理实施细则（征求意见稿）容量为5MW/1h及以上80元/MWh12广西广西20元/MWh5云南云南40元/MWh5贵州贵州80元/MWh10海南海南80元/MWh10独立储能盈利模式+电力市场收益 独立储能通过峰谷价差获得充放电收益。现货市场 中长期市场辅助服务市场收益 深度调峰（全国）一次调频（山西，南方区域）二次调频（全国）无功调节（南方区域）容量补偿收益 由新能源向独立储能电站支付一定的容量补偿费用，以提高发电利用小时数。（南方区域30-40元/kw/月）二、商业模式及收益来源分析收益模式收益

25、模式推广程度推广程度深度调峰补偿模式全国普遍推广调峰补偿+容量租赁模式湖南，宁夏，河南，广西等现货市场+容量租赁+辅助服务补偿山东，广东（待落地）22压缩空气储能系统(Compressed Air Energy Storage,CAES)在储能阶段通过消耗电能将空气进行压缩储存,在释能阶段将高压空气释放通过膨胀机做功发电,是一种新型大规模电力储能系统。2)空气压缩系统空气压缩系统3)压缩换热系统压缩换热系统4)热量存储系统热量存储系统1)高压储气系统高压储气系统5)膨胀换热系统膨胀换热系统6)膨胀发电系统膨胀发电系统7)发电并网系统发电并网系统1)2)3)4)5)6)7)二、商业模式及收益来源

26、分析2.5 压缩空气储能23（1）当储能时，电动机驱动多级压缩机将空气压缩至高压并储存至储气装置(可选用天然或人工盐穴、管线钢阵列等)中，完成电能到空气压力能的转换，实现电能的储存，在这过程中各级压缩机的压缩热通过换热器回收并储存在蓄热介质中，回收热量后蓄热介质储存在热罐中。（2）当释能时，压缩空气从储气装置中释放并通过节流阀将压力降至膨胀机进口压力，随后通入多级透平膨胀做功，完成空气压力能到电能的转换，在此过程中，来自热罐的蓄热介质通入各级膨胀机的级前换热器，加热各级膨胀机进口空气，释放完热量的蓄热介质储存到冷罐中。23压缩空气储能电站补燃式（无蓄热）非补燃式（蓄热式）投资低需燃料效率低投资

27、较高绿色低碳工艺复杂效率较高有排放2.5 压缩空气储能-技术原理二、商业模式及收益来源分析2424目前国内压缩空气技术，以中国能建、中国科学院工程热物理研究所、清华大学、东方电气集团为代表对压缩空气储能电站进行了研究。新一代压缩空气储能系统由压缩空气、高压储气、多级回热、透平发电四个子系统构成。（1）选址灵活，可选择多种的储气装置：可选用天然或人工盐穴、管线钢阵列等，随着建造成本降低，可以逐步摆脱地理条件限制。（2）零排放，不需要燃烧燃料：由于采用储热设备，将空气压缩过程的压缩热存储回收，从而不再需要燃烧燃料提供热源(补燃型机组需掺入少量天然气)。（3）储能效率较高：额定运行效率可达50-70

28、%，比同等规模的国外压缩空气储能电站高出约10%-20%。（4）单位成本较低：系统大规模产业化后的成本可达4000-6500元/kW或1000-1500元/kWh，同抽水蓄能系统单位成本基本相当，低于其他储能技术。（5）系统寿命长：系统寿命为30-50年，其中间无需新增大规模投资。2.5 压缩空气储能-技术特点二、商业模式及收益来源分析二、商业模式及收益来源分析2.5 压缩空气储能-国家层面政策发布时间发布时间文件内容文件内容2019年12月工信部首台（套）重大技术装备推广应用指导目录（2019年版），压缩空气储能系统也被列入，要求每套额定功率100MW；系统效率65%；寿命30年。2020年

29、3月中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要明确指出,构建现代能源体系,在氢能与储能等前沿科技和产业变革领域，组织实施未来产业孵化与加速计划，谋划布局一批未来产业。要实施电化学储能、压缩空气储能、飞轮储能等储能示范项目。2021年7月发改委、能源局印发关于加快推动新型储能发展的指导意见明确，坚持储能技术多元化，实现压缩空气、液流电池等长时储能技术进入商业化发展初期。2021年10月中共中央、国务院关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见要求，加强绿色低碳重大科技攻关和推广应用，加强电化学、压缩空气等新型储能技术攻关、示范和产业化应用。2021年1

30、1月能源局、科学技术部“十四五”能源领域科技创新规划提出要突破能量型、功率型等储能本体及系统集成关键技术和核心装备，满足能源系统不同应用场景储能发展需要，其中就包括开展大规模压缩空气储能电站的示范试验。2021年12月国家能源局电力辅助服务管理办法明确，将电化学储能、压缩空气储能、飞轮等新型储能纳入并网主体管理。鼓励新型储能、可调节负荷等并网主体参与电力辅助服务。增加服务品种、建立更加明确的成本疏导机制2022年1月发改委、能源局“十四五”现代能源体系规划提出，加快新型储能技术规模化应用，拓宽储能应用场景，推动电化学储能、梯级电站储能、压缩空气储能、飞轮储能等技术多元化应用，探索储能聚合利用、

31、共享利用等新模式新业态。2022年1月发改委、能源局“十四五”新型储能发展实施方案指出，到2025年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段、具备大规模商业化应用条件，百兆瓦级压缩空气储能技术实现工程化应用、关键技术是“十四五”新型储能核心技术装备攻关重点方向，依托利用废弃矿坑储能等试点示范。国家能源局解读中指出，“十三五”以来，压缩空气储能等技术创新取得长足进步，研究探索对发挥系统调峰作用的新型储能，参照抽水蓄能管理并享受同样的价格政策。2022年5月发改委办公厅、能源局综合司进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知，进一步明确了新型储能市场定位，完善了相关市场机制、价格机制和运行机制

32、，有利于提升新型储能利用水平。二、商业模式及收益来源分析2.5 压缩空气储能-商业模式和盈利机制由于压缩储能空气储能项目在国内处于示范阶段，国家暂无电价政策，在构建新型电力系统的大背景下，长远角度看，压缩空气储能此类大规模、长时间储能很大概率能获得合适的电价政策支持，考虑到压缩数能与抽水蓄能在功能与技术特性上的相似性，因此向抽水蓄能商业模式看齐是大趋势。1、新能源平价项目，光伏强配储能将导致大部分地区光伏发电成本大于新能源平价项目，光伏强配储能将导致大部分地区光伏发电成本大于上网电价。部分省份强配储能导致风电度电成本大于上网电价。上网电价。部分省份强配储能导致风电度电成本大于上网电价。三、结论

33、及投资建议结论2、新型电化学储能的商业模式势由新能源强配，共享储能逐步过渡至独新型电化学储能的商业模式势由新能源强配，共享储能逐步过渡至独立储能，地区给予新型储能的补贴政策频发，新型电化学储能迎来发展立储能，地区给予新型储能的补贴政策频发，新型电化学储能迎来发展风口。风口。3、独立储能各地区政策及盈利模式差异较大，目前已经浮现较为完整的独立储能各地区政策及盈利模式差异较大，目前已经浮现较为完整的盈利模式：容量电费盈利模式：容量电费+电能量市场套利电能量市场套利+辅助服务市场收益。收益能满足辅助服务市场收益。收益能满足行业基准投资收益。南方区域还需等待政策发文明确，可提前筹划布局行业基准投资收益

34、。南方区域还需等待政策发文明确，可提前筹划布局。4、压缩空气储能正处于起步阶段，随着技术发展，盐洞空间探明，压缩、压缩空气储能正处于起步阶段，随着技术发展，盐洞空间探明，压缩空气储能将作为抽水蓄能的强力补充，成为新型电力系统灵活性资源的空气储能将作为抽水蓄能的强力补充，成为新型电力系统灵活性资源的重要成员，未来有较大发展空间，发挥专业集成优势，可提前研究布局重要成员，未来有较大发展空间，发挥专业集成优势，可提前研究布局。4、现货市场下电费价差不及预期风险：、现货市场下电费价差不及预期风险：现货市场下储能电站主要依靠电费价差获取收入，若价差水平不及预期，则可能导致项目收益率被拉低。三、结论及投资

35、建议1、储能上游设备涨价风险：、储能上游设备涨价风险：储能电站初始投资成本受上游设备端价格影响程度较高，若未来上游电池及设备价格大幅上涨，则可能对储能电站项目收益水平造成显著影响。2、相关政策出台及落地不及预期风险：、相关政策出台及落地不及预期风险：储能电站运营及收益模式受政策影响较大，若未来相关政策出台及落地效果不及预期，则可能对电站运营与盈利造成显著影响。3、储能电站收益渠道拓展不及预期风险：、储能电站收益渠道拓展不及预期风险：目前全国各地区储能电站收益模式仍未统一，根据对储能电站收益率的测算结果，是否进行容量租赁、是否参与电力现货交易以及是否参与调频辅助服务等均对电站收益水平影响较大，若

36、项目收益渠道拓展不及预期，则可能对其收益水平造成显著影响。附件：各地新型储能调峰（深度）规定各地新型储能调峰（深度）规定各地新型储能调峰（深度）规定区域区域文件文件储能准入门槛储能准入门槛补偿标准（元补偿标准（元/kWh）结算电量结算电量青海青海青海电力辅助服务市场运营规则（试行）充电功率10MW以上、时长2h以上0.5放电电量宁夏宁夏宁夏电力辅助服务市场运营规则充电功率10MW以上、时长2h以上0-0.6充电电量，损耗电量按标杆电价结算由电网回收福建福建福建省电力调峰辅助服务市场交易规则（试行）按火电深度调峰出清价格结算，火电报价区间为0-10-1充电电量山东山东山东电力辅助服务市场运营规则

37、（试行）（2021年修订版）（征求意见稿）充电功率5MW以上、时长2h以上0-0.4放电电量河北南网河北南网河北南网电力辅助服务市场运营规则调节容量不小于2MW、调节总量不低于2MWh报价上限不超过华北市场充电电量华北区域华北区域第三方独立主体参与华北电力调峰辅助服务市场规则（试行，2020版）调节容量不小于10MW、调节总量不少于30MWh0-0.6充电电量华中区域华中区域新型市场主体参与华中电力调峰辅助服务市场 规则（试行）调节功率不小于5MW、调节容量不小于2.5 MWh报价下限0.12充电电量湖南湖南湖南省电力辅助服务市场交易模拟运行规则调节容量不小于1MW、调节总量不少于1MWh0-0.6充电电量广东广东南方区域电网新型储能并网细则及辅助服务管理实施细则容量为 5MW/1h及以上0.792充电电量广西广西0.396充电电量云南云南0.6624充电电量贵州贵州0.648充电电量海南海南0.5952充电电量